NO863651L

NO863651L - BROENNER DRILL SYSTEM.

Info

Publication number: NO863651L
Application number: NO863651A
Authority: NO
Inventors: William Teruyuki Iwamoto
Original assignee: Decision Tree Ass Inc
Priority date: 1986-09-12
Filing date: 1986-09-12
Publication date: 1988-03-14
Also published as: NO863651D0

Abstract

Et multi-brnnsutviklingssystem for hydrokarboner eta-bleres på økonomisk måte og opereres ved å bore gruppe-brønner gjennom peler (15) som fester en basiskonstruksjon (11) , som fastholder en delvis nedsenkbar bøye (13) via et strekkben (12). Bøyen omfatter et dreiebord (50) med fringsbjelker (52) for et boretårn (70) slik at boretårnet kan plasseres over pelene for at gruppebrønnene skal kunne bores gjennom pelene. Pro-duksjonsfluider transporteres inn i en beholder (32) for separasjon og lagring i bøyen (13). Et fast forbundet behandlingsfarty (48) kan vare fortøyet til bøyen, og midler er anordnet for å bli av med behandlet vann og/eller gass på en ansvarlig måte.A multi-well development system for hydrocarbons is economically established and operated by drilling group wells through piles (15) which attach a base structure (11) which holds a partially submersible buoy (13) via a tension leg (12). The buoy comprises a turntable (50) with fringe beams (52) for a rig (70) so that the rig can be placed over the piles so that the group wells can be drilled through the piles. Production fluids are transported into a container (32) for separation and storage in the buoy (13). A fixedly connected treatment vessel (48) can be moored to the buoy, and means are provided for disposing of treated water and / or gas in a responsible manner.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører et multi-brønnsutviklings-system for hydrokarboner, og spesielt en økonomisk fordelaktig fremgangsmåte for å etablere et multibrønnsystem for å utføre forandringer ved et enkeltbrønnsystem slik at en marginalt økonomisk forsvarlig fremgangsmåte kan benyttes. The present invention relates to a multi-well development system for hydrocarbons, and in particular an economically advantageous method for establishing a multi-well system to carry out changes to a single well system so that a marginally economically justifiable method can be used.

Den økonomiske risiko ved boring og produksjon av olje til havs består selv etter letefasen. Dette er spesielt tilfellet hvor et multibrønnsystem installeres før man har fått nøyak-tig fastslått den fulle fysiske utstrekning av reservoaret og dets langsiktige produksjonsegenskaper. Ifølge en typisk fremgangsmåte som benytter en delvis nedsenkbar plattform, anbringes et undervannsmanifold på sjøbunnen og forbindes via undervannsrørledninger til flere undervannsproduksjonstrær ved fjerntliggende brønner. Kapitalomkostningene ved å etablere et slikt offshore-system er vanligvis meget store. Dersom det eksempelvis ved større overhalingsarbeid skulle bli nødvendig å plassere et separat flytende system over én av de fjerntliggende brønner, blir totalomkostningene enda høyere. The financial risk of drilling and producing oil at sea remains even after the exploration phase. This is especially the case where a multi-well system is installed before the full physical extent of the reservoir and its long-term production characteristics have been accurately determined. According to a typical method that uses a partially submersible platform, an underwater manifold is placed on the seabed and connected via underwater pipelines to several underwater production trees at remote wells. The capital costs of establishing such an offshore system are usually very large. If, for example, during major overhaul work it becomes necessary to place a separate floating system above one of the remote wells, the total costs will be even higher.

Ytterligere omkostninger påløper videre når landanlegg må oppgraderes for å kunne håndtere dyptgående lastefartøyer såsom store, meget store og ultrastore oljetankskip. Ved å be-grense produksjonssystemet til én brønn, kan produksjonsvolu-met føres med mere gruntgående fartøyer som kan benytte innen-skjærsleder. På verdensbasis eksisterer det meget få dypvannsanlegg, og dette begrenser i sterk grad tidlig produksjon og omfattende reservoartesting fordi disse reservoarer vanligvis befinner seg langt unna dypvannshavner og lasteterminaler. Ofte blir dyre rørledninger og/eller spesielle dypvannsanlegg spesielt konstruert for å håndtere dyptgående fartøyer. Ytterligere omkostninger kan også påløpe ved dyptgående far-tøyer som pr. definisjon er meget brede. Vannveier med begrenset bredde, såsom Panamakanalen, forhindrer passasje av slike fartøyer. Grunnere, smalere fartøyer kan trafikkere vannveier med begrenset bredde for således å unngå disse problemer. Further costs are incurred when onshore facilities need to be upgraded to be able to handle deep-draft cargo vessels such as large, very large and ultra-large oil tankers. By limiting the production system to one well, the production volume can be carried with shallower vessels that can use in-shear conductors. Worldwide, very few deepwater facilities exist, and this greatly limits early production and extensive reservoir testing because these reservoirs are usually located far from deepwater ports and loading terminals. Often, expensive pipelines and/or special deep-water facilities are specially constructed to handle deep-going vessels. Additional costs may also be incurred for deep-sea vessels which per definition is very broad. Waterways of limited width, such as the Panama Canal, prevent the passage of such vessels. Shallower, narrower vessels can use waterways with limited width to avoid these problems.

I US patentsøknad nr. 594 309 er det vist et økonomisk fordelaktig produksjonssystem for dypt vann egnet for enkeltbrønn-produksjon. Dette system er enestående i den forstand at behandlings- og lagringsanlegg ble integrert i et sentralt ben i et strekkforankringssystem. Da det videre ble konstruert for å oppta minimal plass i grunnriss, kunne bruksstedet lett bringes tilbake til opprinnelig tilstand dersom det skulle bli nødvendig å forlate systemet. På den annen side, dersom imidlertid et slikt enkeltbrønnsystem med et relativt slankt ben intalleres for prøving og prøvene viser seg å være gode, kan det bli ønskelig å bore en klynge brønner nær den opprinnelige enkle brønn. In US patent application no. 594 309, an economically advantageous production system for deep water suitable for single well production is shown. This system is unique in the sense that processing and storage facilities were integrated into a central leg of a tensile anchorage system. As it was also designed to take up minimal space in the floor plan, the site of use could easily be returned to its original state should it become necessary to abandon the system. On the other hand, if such a single well system with a relatively slender leg is installed for testing and the samples turn out to be good, it may be desirable to drill a cluster of wells close to the original single well.

Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et økonomisk fordelaktig multi-brønnssystem for hydrokarbonutvinning. It is therefore an object of the present invention to provide an economically advantageous multi-well system for hydrocarbon extraction.

Det er et annet formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å modifisere et forankrings-system med et enkelt sentralt ben under strekk egnet for enkeltbrønnproduksjon slik at et multi-brønnsystem kan dannes på en økonomisk måte. It is another object of the present invention to provide a method for modifying an anchoring system with a single central leg under tension suitable for single well production so that a multi-well system can be formed in an economical way.

Ovennevnte og andre formål med foreliggende oppfinnelse oppnås ved å tilveiebringe en basiskonstruksjon som er festet til sjøbunnen ved hjelp av en flerhet peler og en delvis nedsenkbar strekkbensbøye som omfatter både en beholderinnretning for separasjon og lagring og et dreiebord forsynt med føringsbjeiker på hvilke en borerigg er bevegelig montert. Gruppebrønner bores gjennom pelene, og produserte fluider føres inn i beholderinnretningen. The above and other objects of the present invention are achieved by providing a base structure which is fixed to the seabed by means of a plurality of piles and a partially submersible strut buoy which comprises both a container device for separation and storage and a turntable provided with guide buoys on which a drilling rig is movable mounted. Group wells are drilled through the piles, and produced fluids are fed into the container device.

Til bedre forståelse av oppfinnelsen skal den beskrives nær-mere under henvisning til det utførelseseksempel som er vist på vedføyede tegninger. Fig. 1 viser skjematisk en offshore-konstruksjon hvor foreliggende oppfinnelse inngår. Fig. 2 viser skjematisk basiskonstruksjonen av offshore-konstruksjonen på fig. 1, eller det parti av fig. 1 som er omgitt av linjen 2-2. Fig. 3 viser skjematisk det parti av fig. 1 som er omgitt av linjen 3-3. Fig. 1 til 3 viser skjematisk en offshore-konstruksjon 10 ifølge foreliggende oppfinnelse for et multi-brønnsutviklings-system for hydrokarboner, bestående hovedsakelig av en basisanordning 11, en sentral strekkforsynt forankringsbenanordning 12 og et flytende legeme 13. Basisanordningen 11 er en enhet i kontakt med sjøbunnen og vil vanligvis være festet til peler For a better understanding of the invention, it shall be described in more detail with reference to the design example shown in the attached drawings. Fig. 1 schematically shows an offshore construction in which the present invention is included. Fig. 2 schematically shows the basic construction of the offshore construction in fig. 1, or the part of fig. 1 which is surrounded by the line 2-2. Fig. 3 schematically shows the part of fig. 1 which is surrounded by the line 3-3. Figs. 1 to 3 schematically show an offshore structure 10 according to the present invention for a multi-well development system for hydrocarbons, consisting mainly of a base device 11, a central tensile anchoring leg device 12 and a floating body 13. The base device 11 is a unit in contact with the seabed and will usually be attached to piles

15 rundt en sentral brønn (ikke vist). Den sentrale brønn kan være en prøvebrønn eller en annen brønn som spesielt er boret for multi-brønnsproduksjon. Den kan være av konvensjonell utførelse i en sentral åpning som har tilstrekkelig stort tverrsnitt til å inneholde et "vått" produksjonstre, såvel som vedlikeholdsplass for dykkere. Basisanordningen 11 er fortrinnsvis tilstrekkelig høy til å kunne beskytte et slikt vått tre mot skade ved pågående installasjonsoperasjoner og til å kunne feste pelene 15 til basiskonstruksjonen, f.eks. ved fastsementering i det ringformede rom mellom pelen 15 15 around a central well (not shown). The central well can be a trial well or another well that is specially drilled for multi-well production. It can be of conventional design in a central opening that has a sufficiently large cross-section to contain a "wet" production tree, as well as maintenance space for divers. The base device 11 is preferably sufficiently high to be able to protect such wet wood from damage during ongoing installation operations and to be able to attach the piles 15 to the base structure, e.g. by cementing in the annular space between the pile 15

og basisen 11.and base 11.

Ved toppen er basisanordningen 11 forbundet via en universalleddinnretning 2 2 til den nedre ende av den sentrale, strekk-forsynte forankringsbenanordning 12. Benanordningen 12 er hovedsakelig et langstrakt element som forbinder basisanordningen 11 med det flytende legeme 13, som hovedsakelig er en delvis nedsenket strekkforankret bøye. I midten befinner det seg en uavhengig strekkforsynt produksjonsstigerøranord-ning 25 for transport av fluider opp fra en brønn til det flytende legeme 13. Benanordningen 12 er i seg selv flytende eller ikke-flytende, avhengig av de spesielle forhold på bruksstedet. En bøye 27 som gir strekk i stigerøret kan være anordnet nær den øvre ende av benanordningen 12 for å lette den vertikale posisjonering av benanordningen 12 når den installeres vertikalt i basisanordningen 11. Ballast 28 benyttes for å gi vekt til den nedre ende av benet 12. At the top, the base device 11 is connected via a universal joint device 2 2 to the lower end of the central tension-provided anchoring leg device 12. The leg device 12 is essentially an elongated element connecting the base device 11 to the floating body 13, which is essentially a partially submerged tension anchored buoy . In the middle there is an independent tension-equipped production riser device 25 for transporting fluids up from a well to the floating body 13. The leg device 12 is in itself liquid or non-liquid, depending on the special conditions at the place of use. A buoy 27 which provides tension in the riser may be arranged near the upper end of the leg assembly 12 to facilitate the vertical positioning of the leg assembly 12 when it is installed vertically in the base assembly 11. Ballast 28 is used to provide weight to the lower end of the leg 12.

Den øvre ende av benanordningen 12 er forbundet med bunnen av det flytende legeme 13 ved hjelp av en annen universalledd innretning 30. Det flytende legeme 13 har beholderinnret-ninger 32 for lagring og separasjon, gjennom hvilken den øvre del av produksjonsstigerøranordningen 25 er ført vertikalt for å transportere de produserte fluider til et tørt tre 35 plassert inne i en dekkskonstruksjon 36 over beholderen 32 The upper end of the leg device 12 is connected to the bottom of the floating body 13 by means of another universal joint device 30. The floating body 13 has container devices 32 for storage and separation, through which the upper part of the production riser device 25 is passed vertically for to transport the produced fluids to a dry tree 35 placed inside a deck structure 36 above the container 32

og over havflaten. Det tørre tre 35 kan være av en konvensjonell type hvor strømningsregulering utøves ved hjelp av en automatisk choke med eller uten manuell overstyring. Den er fortrinnsvis av en type med to vingeventiler for produksjon, den ene aktiv og den andre benyttet som reserve. Dette gjør det mulig å skifte fra den ene til den and above sea level. The dry tree 35 can be of a conventional type where flow regulation is carried out by means of an automatic choke with or without manual override. It is preferably of a type with two vane valves for production, one active and the other used as a reserve. This makes it possible to switch from one to the other

andre når den aktive choke må erstattes eller vedlikeholdes. others when the active choke needs to be replaced or serviced.

Det flytende legeme 13 er forsynt med et roterbart tårn, eller et dreiebord 50 som er innrettet for mekanisk bevegelse ved hjelp av dreiemekanismer 49 som vanligvis benyttes for offshore kransvingere. Føringsbjelkene 52 er festet radialt på dreiebordet 50, og et boretårn 70 med et avbrennertårn 71 The floating body 13 is provided with a rotatable tower, or a rotary table 50 which is arranged for mechanical movement by means of turning mechanisms 49 which are usually used for offshore crane swivels. The guide beams 52 are fixed radially on the rotary table 50, and a drilling tower 70 with a burner tower 71

i toppen er montert på en understruktur, som i sin tur er montert på føringsbjelkene 52. at the top is mounted on a substructure, which in turn is mounted on the guide beams 52.

Offshore-konstruksjonen 10 er innrettet for bruk ved utvikling av et multi-brønnssystem ved bruk av periferisk anordnede peler 15 for undervannstrær av TFL-typen for boring av brønn-grupper derigjennom langs en konstant radius fra konstruk-sjonens senterlinje 60 i en avstand som er større enn de maksimale dimensjoner under vann av det flytende legeme 13. The offshore structure 10 is designed for use when developing a multi-well system using circumferentially arranged piles 15 for underwater trees of the TFL type for drilling groups of wells through them along a constant radius from the center line 60 of the structure at a distance which is greater than the maximum underwater dimensions of the floating body 13.

Boretårnet 70 innrettes hovedsakelig over en brønngruppe vedDrilling tower 70 is mainly arranged over a group of wells at

å jekke det til brønngruppens radius og ved å dreie dreiebordet 50. Innretningen kan utføres over enhver midlere radius av interesse ved hjelp av den samme fremgangsmåte. Brønnbor-ingen kan tilkobles vertikalt når nødvendig ved hjelp av et marint stigerørsystem av kjent type (ikke vist). Stigerør og rørstrammere av vanlig type ved offshore boring kan benyttes. Veltemomentet som innvirker på det flytende legeme 13 på grunn av den eksentriske plassering av boretårnet 70, kan enten balanseres ved hjelp av motvekter, ved forskjellig ballastering eller ved en kombinasjon av disse. jacking it to the radius of the well group and by turning the rotary table 50. The device can be carried out over any mean radius of interest using the same method. The wellbore can be connected vertically when necessary by means of a marine riser system of a known type (not shown). Risers and pipe tensioners of the usual type can be used for offshore drilling. The overturning moment acting on the floating body 13 due to the eccentric location of the derrick 70 can either be balanced by means of counterweights, by different ballasting or by a combination of these.

Beholderinnretningen 32 for lagring og separasjon er fortrinnsvis dimensjonert for å gi plass for flere dagers produksjon når produksjonen kun kommer fra den opprinnelige enkle brønn, slik at besøkssyklusen for transporttankskip blir rimelig. Ytterligere produksjon fra multibrønnssystemet kan være tilstrekkelig stor til å nødvendiggjøre et fastliggende behand-lingsfartøy. Ett av transporttankskipene kan konverteres for dette formål, eller det kan konstrueres eller ombygges et annet fartøy. Enkeltbrønnens gass/olje-separasjonsflate er tilstrekkelig for separasjon av gass i beholderinnretningen 32 for multi-brønnssystemet. Fordelen som oppnås ved å separere de produserte fluider i beholderinnretningen 32 The container device 32 for storage and separation is preferably dimensioned to provide space for several days of production when the production only comes from the original single well, so that the visiting cycle for transport tankers becomes reasonable. Additional production from the multi-well system may be sufficiently large to necessitate a stationary treatment vessel. One of the transport tankers can be converted for this purpose, or another vessel can be constructed or converted. The gas/oil separation surface of the single well is sufficient for the separation of gas in the container device 32 for the multi-well system. The advantage achieved by separating the produced fluids in the container device 32

beror på vanskelighetene med å fabrikkere en pålitelig høy-trykksfluidsvivel for dreiebordet 50. Dersom produserte fluider ble transportert fra brønnboringen direkte til behand-lingsbeholderen uten mellomliggende trykkreduksjon, ville det være nødvendig med fluidsvivler som kunne fungere pålitelig ved brønnens avstengningstrykk, og slike fluidsvivler ville bli svært store og/eller dyre. is due to the difficulties in fabricating a reliable high-pressure fluid swivel for the rotary table 50. If produced fluids were transported from the wellbore directly to the treatment vessel without intermediate pressure reduction, fluid swivels would be required that could function reliably at the well's shut-off pressure, and such fluid swivels would be very large and/or expensive.

Når det er økonomisk fordelaktig, kan både gass og olje transporteres av rørledninger 87. For dette formål er stigerør-ene 65 understøttet på utvendige skallkonstruksjoner ved hjelp av ordinære klammerinnretninger. Siden konsentrerte rota-sjoner kan forventes ved universalleddene 22 og 30, formes stigerørene til skruefjærer over og/eller under disse. Antall viklinger bestemmes av de maksimale spenninger som kan påføres stigerøret 65 av universalleddets rotasjon. Siden den vertikale senterlinje av stigerøret ikke vil falle sammen med universalleddet, vil en rotasjon av leddet bevirke en vertikal bevegelse av stigerøret. Rotasjonen og den vertikale bevegelse kompenseres av virkningen av forannevnte skruefjær. Istedenfor rørledninger kan oljen og våtgass lagres temporært When it is economically advantageous, both gas and oil can be transported by pipelines 87. For this purpose, the risers 65 are supported on external shell structures by means of ordinary clamping devices. Since concentrated rotations can be expected at the universal joints 22 and 30, the risers are formed into coil springs above and/or below these. The number of windings is determined by the maximum stresses that can be applied to the riser 65 by the rotation of the universal joint. Since the vertical center line of the riser will not coincide with the universal joint, a rotation of the joint will cause a vertical movement of the riser. The rotation and the vertical movement are compensated by the action of the aforementioned coil spring. Instead of pipelines, the oil and wet gas can be stored temporarily

i behandlingsfartøyet og transporteres til land av skytteltankskip. in the treatment vessel and transported to shore by shuttle tankers.

I multi-brønnssystemet blir produserte fluider fra brønnbor-ingen transportert til beholderinnretningen 32 gjennom faste rør. Som vist på fig. 2 i større detalj, er brønnborings- røret forbundet med en TFL-sløyfe 68 gjennom et vått tre 80, og sløyfen 68 er forbundet med et basisrør 82. Det våte tre 80 kan være av konvensjonell type og ha minimalt med prosess-funksjoner. Primært er det en sikkerhetsanordning ved hav-bunnen som svikter på en sikker måte under tap av hydraulisk ventiltrykk. Brønnstyring oppnås videre ved hjelp av en sikkerhetsventil under overflaten eller en sikkerhetsventil nede i borehullet (ikke vist). Rør fra det våte tre 80 til det sentrale ben 12 kan være prefabrikert med tilstrekkelig fleksibilitet slik at det kan strekkes aksialt av hydraul-sylindre 98 for tilkobling til TFL-sløyfens kobling 84. Kob-lingen 84 kan være festet til røret ved hjelp av hydraulisk aktiverte mekaniske midler. Rørenden ved basisen av det sentrale ben 12 er innrettet vertikalt med det integrerte pro-duks jonsstigerør 25, men det sentrale ben 12 inneholder det nedre universalledd 22 nær denne rørforbindelse. Den konsentrerte rotasjon av universalleddet 22 gjøres fortrinnsvis mulig ved hjelp av spenningsledd 99 av stållegering eller ti-tan, som er spesielt konstruerte fleksible ledd med gode ut-mattingsegenskaper. Kuleledd kan alternativt benyttes for dette formål. In the multi-well system, produced fluids from the well drilling are transported to the container device 32 through fixed pipes. As shown in fig. 2 in greater detail, the well drill pipe is connected to a TFL loop 68 through a wet tree 80, and the loop 68 is connected to a base pipe 82. The wet tree 80 can be of a conventional type and have minimal process functions. Primarily, it is a safety device at the seabed that fails safely during loss of hydraulic valve pressure. Well control is further achieved by means of a safety valve below the surface or a safety valve down the borehole (not shown). Pipe from the wet tree 80 to the central leg 12 can be prefabricated with sufficient flexibility so that it can be stretched axially by hydraulic cylinders 98 for connection to the TFL loop coupling 84. The coupling 84 can be attached to the pipe by means of hydraulic activated mechanical means. The pipe end at the base of the central leg 12 is aligned vertically with the integrated product riser 25, but the central leg 12 contains the lower universal joint 22 near this pipe connection. The concentrated rotation of the universal joint 22 is preferably made possible by means of stress joints 99 of steel alloy or titanium, which are specially designed flexible joints with good fatigue properties. Ball joints can alternatively be used for this purpose.

Produksjonsstigerøret 25 er et rørformet hus hvor produksjons-rør, overvåkningsrør og hydrauliske styreledninger (ikke vist) befinner seg. Det består hovedsakelig av flere seksjoner som er forbundet med hverandre til den lengde som er nødvendig for å nå det øvre universalledd 30, hvor spennings- eller kuleledd muliggjør dets konsentrerte rotasjon. Den øverste seksjon av produksjonsstigerøret 25 passerer gjennom en hy-draulsylinder 40 med et sentralt hull, hvilken hydraulsylin-der utøver strekk i hele stigerørsstrengen. Avslutningen av produksjonsstigerøret 25 er et Y-mellomstykke 85 som omdan-ner stigerørseksjonen tilbake til enkeltrør uten et ytre hus. Rørene er viklet én omdreining eller mere som en skruefjær The production riser 25 is a tubular housing where production pipes, monitoring pipes and hydraulic control lines (not shown) are located. It mainly consists of several sections connected to each other to the length necessary to reach the upper universal joint 30, where tension or ball joints enable its concentrated rotation. The upper section of the production riser 25 passes through a hydraulic cylinder 40 with a central hole, which hydraulic cylinder exerts tension on the entire riser string. The termination of the production riser 25 is a Y spacer 85 which converts the riser section back to single pipe without an outer casing. The tubes are wound one turn or more like a coil spring

og avsluttes ved sine respektive boringer (ikke vist) i det tørre tre 35. Fjærvirkningen er beregnet for å tillate bevegelser i strammeinnretningen. Hele rørsystemet består av harde rør, bortsett fra forannevnte kuleledd. Disse kuleledd har en spesielt konstruert elastomer sammensetning og gir and ends at their respective bores (not shown) in the dry wood 35. The spring action is calculated to allow movements in the tensioning device. The entire pipe system consists of hard pipes, except for the aforementioned ball joints. These ball joints have a specially designed elastomer composition and gear

egenskaper tilsvarende harde rør.properties similar to hard pipes.

Slik det best vil ses av fig. 3, gir Y-mellomstykket 85 mulig-het for et uavhengig innføringspunkt 4 2 for nedpumpbare TFL-verktøyer som vanligvis benyttes for mindre vedlikehold. De individuelle boringer i det tørre tre 35 kan derfor benyttes for trykkfølsomme overvåkningsanordninger som det ikke er nødvendig å fjerne når vedlikehold utføres i dets gruppe-brønn. Ytterligere rør er ført mellom vingventilene på det tørre tre og beholderinnretningen 32. Boringene i det tørre tre er normalt forsynt med en hovedventil og en vingventil. Disse ventiler kan være fjernstyrte, manuelt betjente eller fjernstyrte med manuell overstyring. Vanligvis vil et rør som begynner ved vingventilen være forbundet med en fjern-styrt nødavstengningsventil, produksjonschoke, avstengnings-ventil for vedlikehold, tilbakeslagsventil for strømningsret-ningskontroll (ikke vist), og til slutt ende ved et produk-sjonsmanifold 90. As can best be seen from fig. 3, the Y intermediate piece 85 allows for an independent insertion point 4 2 for pumpable TFL tools which are usually used for minor maintenance. The individual bores in the dry wood 35 can therefore be used for pressure-sensitive monitoring devices which do not need to be removed when maintenance is carried out in its group well. Additional pipes are routed between the wing valves on the dry wood and the container device 32. The bores in the dry wood are normally provided with a main valve and a wing valve. These valves can be remotely controlled, manually operated or remotely controlled with manual override. Typically, a pipe starting at the butterfly valve will be connected to a remote emergency shutoff valve, production choke, maintenance shutoff valve, flow direction control check valve (not shown), and finally terminate at a production manifold 90.

Manifoldet 90 har flere rør og ventiler som kan styre strøm til forskjellige deler i et behandlingssystem, såsom en se-parator 91, mellomliggende produksjonsseparator (ikke vist) eller beholderinnretningen 32. Mellomliggende produksjonsse-paratorer er av og til nødvendig for å redusere trykket i brønnstrømmen i flere trinn istedenfor i ett trinn. De produserte fluider føres til sist gjennom rør fra manifoldet 90 til beholderinnretningen 32. Denne rørføringsmetode benytter harde rørkomponenter som tåler høye trykk, i motsetning til fleksible slangelignende ledninger. En ytterligere for-del er at sure hydrokarbonprodukter som krever metall-mot-metall-tetninger i alle høytrykksrør lett kan avhjelpes ved hjelp av kommersielt tilgjengelig hyllevare. Stort sett vil den vertikale begrensning som det sentrale ben 12 utøver på det flytende legeme 13 redusere den vertikale bevegelse av produksjonsstigerøret 25 til en praktisk avstand hvor harde rør i skruelinjeform avhjelper vertikal bevegelse av produk-sjonsstigerøret 25. Vertikal bevegelse skjer i produksjons-stigerøret 25 som et resultat av dets egen aksiale elastisi-tet og den relative plassering av dets vertikale senterlinje i forhold til senterlinjen 60 av det flytende legeme 13. The manifold 90 has several pipes and valves that can direct flow to various parts of a processing system, such as a separator 91, intermediate production separator (not shown) or the container device 32. Intermediate production separators are sometimes necessary to reduce the pressure in the well stream in several steps instead of in one step. The produced fluids are ultimately piped from the manifold 90 to the container device 32. This piping method uses hard piping components that can withstand high pressures, as opposed to flexible hose-like lines. A further advantage is that acidic hydrocarbon products that require metal-to-metal seals in all high-pressure pipes can be easily remedied using commercially available off-the-shelf products. Broadly speaking, the vertical restraint that the central leg 12 exerts on the floating body 13 will reduce the vertical movement of the production riser 25 to a practical distance where hard tubes in helical form relieve vertical movement of the production riser 25. Vertical movement occurs in the production riser 25 as a result of its own axial elasticity and the relative location of its vertical centerline in relation to the centerline 60 of the floating body 13.

Beholderen 32 er videre forsynt med en fast ballast 59 ved bunnen. Den faste ballast 59 kan ha varierende densitet, såsom boreslam og kan ha forskjellige funksjoner ved siden av å holde tyngdepunktet av det flytende legeme 13 tilstrekkelig lavt og minimalisere strekk i benanordningen 12. Eksempelvis kan det flytende legeme 13 taues til bruksstedet i hori-sontal stilling. Fylling av det faste ballastrom 59 bringer det til å sette seg på ende i vertikal stilling for installa-sjon. Dets vekt kan også justeres for å kompensere for forskjellige vekter på dekk. En høy dekkvekt vil kreve en re-duksjon av den faste ballasts vekt, men kun i en slik grad at forholdet mellom det vertikale tyngdepunkt og det vertikale oppdriftssenter forblir sikkert. Således kan dekksbelast-ningen variere innenfor relativt vide grenser uten at det er nødvendig å endre den geometriske form av den neddykkede konstruksjon. Forholdet mellom vertikalt tyngdepunkt og vertikalt oppdriftssenter blir enda viktigere i tilfellet av util-siktet frigjøring mellom det sentrale ben 12 og det flytende legeme 13, eller mellom basiskonstruksjonen 11 og det sentrale ben 12. The container 32 is also provided with a fixed ballast 59 at the bottom. The solid ballast 59 can have varying density, such as drilling mud, and can have different functions besides keeping the center of gravity of the floating body 13 sufficiently low and minimizing tension in the leg device 12. For example, the floating body 13 can be towed to the place of use in a horizontal position . Filling the fixed ballast space 59 brings it to its end in a vertical position for installation. Its weight can also be adjusted to compensate for different tire weights. A high tire weight will require a reduction in the weight of the fixed ballast, but only to such an extent that the relationship between the vertical center of gravity and the vertical center of buoyancy remains secure. Thus, the deck load can vary within relatively wide limits without it being necessary to change the geometric shape of the submerged structure. The relationship between vertical center of gravity and vertical center of buoyancy becomes even more important in the case of accidental release between the central leg 12 and the floating body 13, or between the base structure 11 and the central leg 12.

Det indre av beholderen 32 er adskilt fra sjøen ved hjelpThe interior of the container 32 is separated from the sea by means of

av de omgivende ballastrom 61. Ytterveggene av beholderen 32 er en slags cellekonstruksjon som er delt i flere vertikalt langstrakte, parallelle kammere, slik at beholderen 32 kan deballasteres på egnet måte etter hvert som den fylles med produkter, og deballastering regulerer videre strekket i basisanordningen 11 og den sentrale forankringsbenanordning 12 til omtrent like nivåer. Væskenivået i rommet 32 måles hele tiden av nivåindikatorer (ikke vist) som mater data til en mikrodator, som i sin tur regulerer ballastering og deballastering. Det målte væskenivå teleoverføres hele tiden til land. Dertil teleoverføres alarmer for lavt og høyt nivå for å utløse driftsstans. Siden det nødvendige strekk kan bestemmes med visse toleranser inkludert, kan diametralt mot-stående par av periferisk plasserte ballastrom holdes tomme for å øke oppdriften, for således å kompensere for vektøkning- of the surrounding ballast spaces 61. The outer walls of the container 32 are a kind of cell construction which is divided into several vertically elongated, parallel chambers, so that the container 32 can be de-ballasted in a suitable way as it is filled with products, and de-ballasting further regulates the tension in the base device 11 and the central anchor leg assembly 12 to approximately equal levels. The liquid level in the compartment 32 is constantly measured by level indicators (not shown) which feed data to a microcomputer, which in turn regulates ballasting and deballasting. The measured liquid level is constantly teletransmitted to shore. In addition, alarms for low and high levels are teletransmitted to trigger a shutdown. Since the required stretch can be determined with certain tolerances included, diametrically opposed pairs of circumferentially placed ballast spaces can be kept empty to increase buoyancy, thus compensating for weight increase-

en som skyldes de produserte væsker. Alternativt kan densi-teten av den faste ballast endres. På ytterflaten av ytter-veggen av beholderinnretningen 32 er det anordnet en skive-formet hivreduserende anordning 6 6 for å øke den vertikale strømningsmotstand. one that is due to the fluids produced. Alternatively, the density of the solid ballast can be changed. On the outer surface of the outer wall of the container device 32, a disc-shaped wave-reducing device 6 6 is arranged to increase the vertical flow resistance.

Produksjonsstigerørene 25 kan om nødvendig gjøres flytende ved å fylle det ringformede rom mellom dets innvendige rør og det ytre hus med lettvektsmateriale såsom syntaktisk skum, væske med lav densitet eller trykkluft. Vanligvis vil ring-rommet ha åpen forbindelse med det omgivende sjøvann, slik at det oppstår hydrostatisk balanse mellom utvendig og inn-vendig trykk mot huset når dette er neddykket. Åpen forbindelse kan derfor redusere kravene til strukturell styrke i huset. If necessary, the production risers 25 can be liquefied by filling the annular space between its inner tube and the outer casing with lightweight material such as syntactic foam, low density liquid or compressed air. Usually, the annulus will have an open connection with the surrounding seawater, so that a hydrostatic balance occurs between external and internal pressure against the house when it is submerged. Open connection can therefore reduce the requirements for structural strength in the house.

Syntaktiske skum benyttes i dag for å gi oppdrift til bore-stigerør ved å påføre plater av skummateriale på stigerørets utside. Skummenes motstandsevne mot hydrostatisk kollaps bestemmes av den kjemiske sammensetning av skumblandingen, noe som også påvirker dets densitet. Anordninger for å lette stigerøret såsom nevnt ovenfor reduserer den nødvendige kapa-sitet i stigerørets strammeorganer. Således er det kun nød-vendig å opprettholde det minste nødvendige strekk i det sentrale ben 12 for å kontrollere de indre spenninger. Skumplat-ene anbragt utenpå det sentrale ben 12 kan videre redusere den totale oppdrift som kreves av bøyen, særlig for spesielt dypt vann. Med andre ord, oppdriftsorganene anbragt på det sentrale ben 12 gjør det mulig å benytte de samme bøyedimen-sjoner for et stort område av vanndyp. Syntactic foams are used today to give buoyancy to drill risers by applying sheets of foam material to the outside of the riser. The foam's resistance to hydrostatic collapse is determined by the chemical composition of the foam mixture, which also affects its density. Devices to lighten the riser as mentioned above reduce the necessary capacity in the riser's tensioning means. Thus, it is only necessary to maintain the minimum necessary tension in the central leg 12 in order to control the internal stresses. The foam plates placed outside the central leg 12 can further reduce the total buoyancy required by the buoy, especially for particularly deep water. In other words, the buoyancy means placed on the central leg 12 make it possible to use the same bending dimensions for a large area of water depth.

Foreliggende oppfinnelse er beskrevet ovenfor i forbindelse med.kun et begrenset antall eksempler, både hva gjelder opp-bygning og bruksmåte, men beskrivelsen skal kun anses som illustrerende og ikke som begrensende og skal derfor fortol-kes på bred måte. Eksempelvis er de vedføyede figurer kun ment å skulle være skjematiske og ikke representere fore-trukne dimensjonsforhold eller utformninger av de forskjellige bestanddeler. Selv om det er vist en konstruksjon med to ledd, behøver antall universalledd i systemet ikke på noen måte å være begrenset til to. Systemet kan installeres uten det sentrale ben, spesielt på grunt vann. Med andre ord, det flytende legeme 13 kan være direkte forbundet med basis-konstruks jonen 11. The present invention is described above in connection with only a limited number of examples, both in terms of structure and method of use, but the description should only be considered illustrative and not restrictive and should therefore be interpreted broadly. For example, the attached figures are only meant to be schematic and do not represent preferred dimensional ratios or designs of the various components. Although a construction with two joints is shown, the number of universal joints in the system need not be limited to two in any way. The system can be installed without the central leg, especially in shallow water. In other words, the floating body 13 can be directly connected to the base construction 11.

Når multi-brønnsproduksjon eksempelvis er for stor og når et behandlings- og lagringsfartøy 48 er nødvendig som kort an-tydet ovenfor, kan et slikt fartøy være fast forbundet med det flytende legeme 13, eller det kan fortøyes til det flytende legeme 13. Kreftene som virker på det flytende legeme 13 vil være større dersom fartøyet er fast forbundet fordi de begge utsettes for bølgekrefter. Således kan et fortøy-ningsdreiebord 6 3 anordnes adskilt fra foran nevnte dreiebord 50 for å redusere veltemomenteffekten av behandlingsfartøyet ved å redusere høyden av fortøynihgsforbindelsen. Et slikt fortøyningsdreiebord er ikke nødvendig i tilfelle av lav produksjon fordi skytteltankskip fortøyer kun sporadisk, og pr. definisjon kan ikke.et skytteltankskip fortøye når sjø-forholdene er for vanskelige til å feste fortøyningslinen. Fortøyningsdreiebordet 6 3 er spesielt viktig under brønnbor-ing og vedlikehold av en gruppebrønn fordi så snart boretårnet 70 er bragt på plass over en gruppebrønn, er dets stilling globalt fastlagt, og hjelpefartøyet kan ikke lenger fritt inn-rette seg etter vind og vær rundt det flytende legeme 13, men kun holde baugen mot sjøen dersom det er forsynt med midler for dynamisk posisjonering. Dersom hjelpefartøyet er av delvis nedsenkbar type som er konstruert for å være mindre føl-som for sjøens bevegelser, kan det fortøyes i samme radiale retning i forhold til senterlinjen 61 som gruppebrønnen. Dette arrangement er overlegent fordi ledningsbunten innehold-ende slanger, elektriske ledninger etc. er mindre utsatt for skade. When multi-well production, for example, is too large and when a processing and storage vessel 48 is necessary as briefly indicated above, such a vessel can be permanently connected to the floating body 13, or it can be moored to the floating body 13. The forces which acts on the floating body 13 will be greater if the vessel is firmly connected because they are both exposed to wave forces. Thus, a mooring turntable 6 3 can be arranged separately from the aforementioned turntable 50 in order to reduce the overturning moment effect of the treatment vessel by reducing the height of the mooring connection. Such a mooring turntable is not necessary in the case of low production because shuttle tankers moor only sporadically, and per definition cannot.a shuttle tanker moor when the sea conditions are too difficult to attach the mooring line. The mooring turntable 6 3 is particularly important during well drilling and maintenance of a group well because as soon as the derrick 70 is brought into place above a group well, its position is globally determined, and the auxiliary vessel can no longer freely adjust to the wind and weather around it floating body 13, but only keep the bow towards the sea if it is provided with means for dynamic positioning. If the auxiliary vessel is of a partially submersible type that is designed to be less sensitive to the movements of the sea, it can be moored in the same radial direction in relation to the center line 61 as the group well. This arrangement is superior because the wire bundle containing hoses, electrical wires, etc. is less prone to damage.

De produserte væsker kan separeres, og oljen kan skipes fra stedet via en undervannsrørledning 87. Det produserte vann kan behandles på et behandlingsfartøy 48 og tømmes til sjøs. Den hovedsakelige grunn for undervanns rørledninger er imidlertid å muliggjøre ivaretaking av den produserte gass. Gass- avbrennere bør kun benyttes i nødstilfeller når store kvan-ta gass produseres som i multi-brønntilfellet. Etter behandling av gassen kan den best håndteres ved hjelp av undervanns-rørledninger. Når gassen avbrennes vil imidlertid gassflam-men over brenneren 71 skape en stor mengde varme. Et varmeskjold 7 2 er derfor anordnet på toppen av boretårnet for å beskytte gjenstandene under flammen. The produced liquids can be separated, and the oil can be shipped from the site via an underwater pipeline 87. The produced water can be treated on a treatment vessel 48 and discharged to sea. However, the main reason for underwater pipelines is to enable the storage of the produced gas. Gas burners should only be used in emergencies when large quantities of gas are produced, as in the multi-well case. After processing the gas, it can best be handled using underwater pipelines. When the gas is burned off, however, the gas flame above the burner 71 will create a large amount of heat. A heat shield 7 2 is therefore arranged on top of the derrick to protect the objects under the flame.

Behandlingsanlegg for vann og gass er vanligvis komplekse og omfattende fra et utstyrsmessig synspunkt. Når det ikke er tilstrekkelig plass på dekkskonstruksjonen av det flytende legeme 13 kan det faste behandlingsfartøy benyttes for dette formål. Det kreves vanligvis en fluidsvivel for strømmer fra det flytende legeme 13 (for produserte væsker og produ-sert gass til behandlingsfartøyet) og en annen for strømmer tilbake fra behandlingsfartøyet (for behandlet gass til rør-ledningen eller injeksjon, behandlet vann for injeksjon og behandlet olje til rørledningen). Treatment plants for water and gas are usually complex and extensive from an equipment point of view. When there is insufficient space on the deck structure of the floating body 13, the fixed treatment vessel can be used for this purpose. A fluid swivel is usually required for flows from the liquid body 13 (for produced liquids and produced gas to the treatment vessel) and another for flows back from the treatment vessel (for treated gas to the pipeline or injection, treated water for injection and treated oil to the pipeline).

Sammenfatningsvis vil det forstås at oppfinnelsens ramme kun er definert av de påfølgende krav. In summary, it will be understood that the scope of the invention is only defined by the following claims.

Claims

1. Offshore construction for the development of a multi-well system by drilling through at least one of the piles that attach a base device for a center well, comprising a base structure that is attached to the seabed by means of several piles, and a floating body connected to the base structure through at least one universal joint device such that vertical movement of the floating body is substantially damped, said floating body comprising a container device adapted to store and separate produced fluids, a compartmentalized outer shell surrounding the container device for ballasting and deballasting, a turntable above the container device, guide beams fixed to the turntable, a derrick slidably mounted on the guide beams, and a jack device for moving the derrick relative to the guide beams, which turntable and jack device are adapted to cooperate to position the derrick above said piles.

2. Construction according to claim 1, characterized in that the floating body further comprises a combustion device.

3. Construction according to claim 2, characterized in that the floating body further comprises a heat shield under the burning device.

4. Construction according to claim 1, characterized in that the floating body further comprises a central tensile anchoring leg device which is attached to and arranged between the base structure and the floating body.

5. Construction according to claim 1, characterized in that the floating body further comprises a mooring turntable.

6. Construction according to claim 1, characterized in that the floating body further comprises a so-called dry wood.

7. Construction according to claim 1, characterized in that the floating body further comprises a riser device.

8. Procedure for developing a multi-well system, comprising the steps a providing a base structure which is fixed by means of piles, a floating body connected to the base structure and comprising a container device arranged for storage and/or processing, a production riser flow direction which is passed through the container device, a rotary table with guide beams fixed thereon, and a derrick which is movably arranged on the guide beam, position the derrick over said piles by rotating the turntable and moving the derrick in relation to the guide beams, drill a group well through said one pile, and transport the produced fluids from the group well through the riser device into the container device.

9. Method according to claim 8, characterized in that it further comprises the steps of mooring a treatment vessel to the floating body and transporting fluids from the container device to the treatment vessel.

10. Method according to claim 9, characterized in that it further comprises the step of transporting treated fluids from the vessel for dispatch through a manifold arranged on the floating body.